政策核心观点 - 国家与广东省层面推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，以促进新能源高质量发展 [1][4] - 建立新能源可持续发展价格结算机制，对存量和增量项目分类施策，通过机制电量差价结算锁定部分电量的稳定电价 [1][5][12] - 政策明确自2025年11月1日起，全省风电、太阳能发电项目上网电量全部进入电力市场 [4][7] 市场交易机制 - 新能源项目可根据并网电压等级报量报价参与市场交易，鼓励10千伏及以下项目聚合后参与 [7] - 参与市场交易的项目可参与年度、多月、月度、周及多日等周期的中长期交易，并可公平参与实时市场 [9] - 允许供需双方自主确定中长期合同的量价、曲线等内容，不对中长期签约比例进行限制 [9] 市场价格机制 - 现货市场申报、出清价格上限设定为1.8元/千瓦时，下限设定为-0.05元/千瓦时 [11] - 价格上限的设定参考了省内工商业用户尖峰电价水平，下限则考虑了新能源在电力市场外可获得的其他收益 [10][11] 存量项目差价结算机制 - 存量项目范围为2025年6月1日前投产的项目及此前确定业主的海上风电项目，无需参与机制电量竞价 [5][13] - 不同存量项目的机制电量比例上限不同：110千伏以下电压等级项目为100%，2025年1月1日起新增并网的110千伏及以上集中式光伏为50%，其他项目为70% [13] - 机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行，执行期限按20年或全生命周期合理利用小时数扣减较早者确定 [13] 增量项目差价结算机制 - 增量项目范围为2025年6月1日起投产且未纳入过机制电价的项⽬，需通过竞价获得机制电量 [5][14] - 海上风电项目竞价上限为0.453元/千瓦时、下限为0.35元/千瓦时；光伏项目竞价上限为0.40元/千瓦时、下限为0.20元/千瓦时 [18] - 竞价按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定但不得高于竞价上限 [21] - 机制电价执行期限为海上风电项目14年，光伏项目12年 [22] 结算与政策协同 - 对纳入机制的电量，电网企业按月根据机制电价进行差价结算，市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享 [23] - 纳入可持续发展价格结算机制的电量不重复获得绿证收益，并建立省级账户托管绿证的市场化分配机制 [24] - 配置储能不再作为新建新能源项目核准、并网的前置条件，但2025年6月1日前已并网的存量项目继续执行原有储能政策 [24]